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Bombeo de Cavidad Progresiva: Bombeo de Cavidad Progresiva: 
Operaciones, Diagnóstico, Análisis de Operaciones, Diagnóstico, Análisis de 
Falla yFalla y Trouble ShootingTrouble Shooting
Dictado por:
Ing. Nelvy Chacín
Septiembre 08 al 12 - 2003
Hotel Hampton Inn.
El Tigre, Venezuela
 
 
 
 
 
Programa de Adiestramiento 2003 
CONTENIDO 
 
1. Introducción – Historia. 
2. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas 
3. Resultados obtenidos con el método. 
4. Principio de funcionamiento de la Bomba. 
5. Conceptos básicos de producción. 
6. Descripción de los equipos. 
6.1. Equipos de Subsuelo. 
6.1.1. El Estator. 
6.1.2. El Elastómero. 
6.1.3. El Rotor. 
6.1.4. El Niple de Paro. 
6.1.5. Otros equipos de subsuelo (accesorios). 
6.2.Equipos de Superficie. 
 6.2.1. Cabezales de Rotación. 
 6.2.2. Motovariadores Mecánicos. 
 6.2.3. Motorreductores. 
 6.2.4. Variadores de Frecuencia. 
 6.2.5. Equipos Integrados de polea y correa. 
7. Características Operativas de las BCP. 
8. Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas. 
9. Nomenclatura de las B.C.P. según los fabricantes. 
10. Selección de los Equipos (diseño). 
10.1. Selección de Equipos de Subsuelo. 
10.2. Selección de Equipos de Superficie. 
11. Instalación de Equipos. 
11.1. Instalación de Equipos de Subsuelo. 
11.2. Instalación de Equipos de Superficie. 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
12. Puesta en Marcha del Sistema. 
13. Diagnóstico y Optimización. 
14. Mantenimiento de los equipos. 
15. Resolución de Problemas Típicos. 
16. Diagnóstico de fallas (Post Mortem) 
17. Almacenamiento y manejo de equipos. 
18. Aplicaciones especiales. 
19. Suplidores de Equipos B.C.P. 
20. Anexos. 
 
 
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LISTA DE FIGURAS 
 
Fig. N° Descripción Pag. 
1 Sección transversal de una BCP. 
2 Disposición de las cavidades en una BCP. 
3 Componentes de subsuelo de una BCP. 
4 Esquema de un pozo en condiciones estáticas. 
5 Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. 
6 Indice de Productividad constante. 
7 Indice de productividad variable. 
8 IPR compuesta para yacimientos subsaturados. 
9 Corte longitudinal de un estator. 
10 Corte transversal de un Rotor. 
11 Niples de Paro. 
12 Accesorios de Subsuelo. 
13 Equipo de superficie de poleas y correas. 
14 Cabezal de Rotación utilizado en Occidente. 
15 Evolución de los equipos de superficie. 
16 Variadores de Frecuencia. 
17 Equipos Integrados de polea y correas. 
18 Cabezal VH-100HP. Detalles de los rodamientos y 
componentes externos. 
 
19 Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de 
frenado. 
 
20 Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas. 
21 Geometría del Estator y del Rotor. 
22 Calculo de la presión en la bomba. 
23 Efecto de head en el escurrimiento. 
24 Bomba tipo Insertable ensayadas en los pozos 
de la Costa Oriental de Lago de Maracaibo. 
 
 
 
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25 Otro diseño de Bomba tipo insertable. 
26 Bombas de diversas geometrías. 
27 Geometría de los rotores y su relación con las 
capacidades de la bomba. 
 
28 Programa para selección de equipos BCP. 
29 Ejemplo de diseño/selección de equipos. 
30 Nomograma para selección de las cabillas 
31 Nomograma para el cálculo de carga axial. 
32 Curva L10 cabezales de 9000 lbs. 
33 Curva L10 cabezal de 33.000 lbs. 
34 Curvas real y promedio de una BCP. 
35 Curvas de Hinchamiento. 
36 Curvas de Dureza. 
37 Espaciamiento del rotor. 
38 Fotografías de los acoples mecánicos y del 
variador de frecuencia. 
 
39 Completación con Motovariador. 
40 Completación con Moto Reductor. 
41 Completación con Poleas y Correas. 
42 Gráfico de variables de operación independientes 
de la completación. 
 
43 Gráfico de variables de operación dependientes 
de la completación. 
 
44 Esquema de una BCP con motor de fondo. 
45 BCP Metálica. 
46 Sección de una BCP tipo CTR. 
 
 
 
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LISTA DE TABLAS 
 
Tabla N° Descripción Pag. 
1 Resultados obtenidos con el método BCP. 
2 Características de algunos elastómeros. 
3 Características de otros materiales usados en los 
Estatores BCP. 
 
4 Comparación Motovariador Vs. Motorreductor. 
5 Equipos Integrados. Especificaciones. 
6 Nomenclatura de las BCP según el fabricante. 
7 Aplicabilidad de los diversos Elastómeros. 
8 Torque recomendado para tuberías de 
Producción. 
 
9 Torque recomendado para las cabillas. 
10 Identificación de fallas en Rotores. 
11 Identificación de fallas en Estatores. 
12 Fabricantes / Suplidores de Equipos BCP. 
 
 
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LISTA DE ANEXOS 
 
Anexo 1. A comparative analysis of eficiency and 
 Horsepower Between PCP and plunger pump. 
 
Anexo 2. The Progressing Cavity Pump. Principle and Capabilities. 
Anexo 3. Acoustic Determination of Producing Bottomhole 
 Pressure. 
 
Anexo 4. Development of Rod Guides for PCP. 
Anexo 5. Curvas Teóricas de operación de las BCP. 
Anexo 6. Nomograma para selección de cabillas. 
Anexo 7. Nomograma para el cálculo de la carga axial. 
Anexo 8. Curva de vida de rodamientos, cabezal VH-100. 
Anexo 9. Drivehead Ratings. Technical Letter. 
Anexo 10. Nomogramas y factores de corrección de uso frecuente. 
Anexo 11. Selecting a Progressive Cavity Pumping System. 
Anexo 12. Nomograma para el cálculo del espaciamiento. 
Anexo 13. Guías para facilitar el diagnóstico de sistemas BCP. 
Anexo 14. PCP Downhole water injection tool. 
Anexo 15. Resultados de un proyecto SAGD con la aplicación del 
 sistema BCP. 
 
 
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1. Introducción - Historia. 
 
La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 
1932 por un Ingeniero Aeronáutico Francés llamado René Moineau, 
quién estableció la empresa llamada PCM POMPES S.A. para la 
fabricación de la misma. 
 
En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como 
bombas de superficie especialmente para el bombeo de mezclas 
viscosas. Actualmente, el mayor número de bombas de cavidades 
progresivas instaladas para la extracción de petróleo se encuentran en 
Canadá. 
 
Las primeras Bombas de Cavidades Progresivas (B.C.P. de subsuelo) 
utilizadas en Canadá fueron instaladas en 1979 en pozos de petróleo 
con alto contenido de arena y bajas gravedades API (crudos pesados). 
En la actualidad, se utilizan también en pozos productores de crudos 
medianos y livianos, especialmente con alto contenido de agua. 
 
En Venezuela, las Bombas de Cavidades Progresivas de subsuelo 
comenzaron a evaluarse a mediados de los años 80. Los resultados no 
fueron del todo satisfactorios y esto se debió en gran parte a lo 
relativamente incipiente de la tecnología en el país y al 
desconocimiento del alcance y limitaciones del sistema. Hoy en día, se 
cuenta con instalaciones exitosas en pozos de crudos viscosos; bajosy 
medianos; y aplicaciones a moderadas profundidades. 
 
Las limitaciones del método continúan siendo la incapacidad de los 
elastómeros para manejar altas temperaturas, crudos livianos con bajo 
corte de agua y alto contenido de aromáticos, medianos a altos 
volúmenes de gas libre (el gas afecta la bomba de dos maneras, 
atacándolo directamente y por el calor que se genera al ser sustituido 
los líquidos por la mezcla gaseosa). 
 
De igual manera, desde el punto de vista mecánico las cabillas 
representan un elemento con una capacidad limitada al esfuerzo 
combinado al torque y tensión constituyendo algunas veces a ser el 
equipo que impone la restricción en el diseño del sistema. 
 
Por último, cabe mencionar que estas bombas son muy versátiles 
excepto en lo referente a su compatibilidad entre modelos y marcas ya 
que ni los Estatores ni los rotores son intercambiables. 
 
 
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2. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas 
 
El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la 
primera opción a considerar en la explotación de pozos productores 
de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de 
transporte, instalación, operación y mantenimiento; bajo impacto 
visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de 
espacio físico tanto en el pozo como en almacén. 
 
Las posibilidades de las bombas de ser utilizadas en pozos de 
crudos medianos y pesados; de bajas a medianas tasas de 
producción; instalaciones relativamente profundas; en la 
producción de crudos arenosos, parafínicos y muy viscosos; pozos 
verticales, inclinados, altamente desviados y horizontales y pozos 
con alto contenido de agua, las constituyen en una alternativa 
técnicamente apropiada para la evaluación del potencial de pozos 
o como optimización y reducción de costos. 
 
Al sustituir grandes equipos de Bombeo Mecánico, se reduce el 
impacto ambiental (ruidos, derrames, etc), gastos asociados a 
consumo energético, optimización (cambios de velocidad de 
operación), diagnóstico y optimización, adicionalmente, en pozos 
de crudos viscosos se eliminan los problemas de flotabilidad de 
cabillas (seno). En el Anexo N° 1, se incluye un trabajo 
comparativo de l método BCP con el convencional (balancín) en 
cuanto a eficiencia y requerimientos de potencia. 
 
De igual forma, como alternativa a pozos de gas lift, permite 
liberar capacidad de compresión y gas (sobre todo en pozos con 
altas producciones de agua) y optimizar la utilización de este 
último. 
 
En general, el sistema de BCP es una alternativa económica y 
confiable que resuelve muchos de los problemas presentados por 
otros métodos de levantamiento artificial y una vez optimizado el 
sistema, su control y seguimiento es muy sencillo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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3. Resultados Obtenidos con el método. 
A continuación se muestran las estadísticas de las aplicaciones del 
bombeo por cavidades progresivas para Venezuela e 
internacionalmente. Nótese que se han alcanzado periodos de 
operación superiores a los 8 años, aplicaciones en pozos horizontales 
en las cuales la bomba se instaló en una sección a noventa grados con 
respecto a la vertical, gravedades API de hasta 45°, profundidades 
superiores a los 9000 pies y viscosidades de hasta 100.000 cps. 
País Variable Resultados 
Obtenidos 
Equipo / 
Material 
Observaciones 
Venezuela Producción 
Total 
525 MBls 
 
Bombas 
serie 5” 
Asociada a 150 
bombas instaladas 
Canadá Mayor 
Tasa/pozo 
5270 b/d Bomba 
Multilóbulo 
Pozos productores 
de agua. 
California, 
USA 
Mayor 
desviación 
Posición 
Horizontal 
Bomba 
300TP1300 
Dog Leg de hasta 
15 ° / 100 pies. 
Texas, 
USA 
Crudo mas 
liviano 
Gravedad 
API de 45° 
Elastómero 
usado: 199 
Temperatura 
140° F 
Canadá Mayor 
contenido de 
arena 
70 % en 
Volumen 
Elastómero 
usado: 194 
Duración 
promedio de 6 a 9 
meses. 
Canadá Mayor 
contenido de 
H2S 
Hasta un 
7 % de H2S 
Elastómero 
usado: 159 
Temperatura 
46 °C 
Canadá Mayor vida 
útil 
99 meses 
(mas de 8 
años) 
Bomba 
240TP600 
Elastómero 159 
Ecuador Profundidad 
de la bomba 
Mayor de 
9800 pies 
Bomba 
180TP3000 
 
Canadá Crudo mas 
pesado 
Gravedad 
API de 8° 
Bomba 
660TP2000 
Viscosidad 
100.000 cps. 
Argentina Mayor 
Temperatura 
260 °F / 
127 °C 
Elastómero 
159 
Bomba 
300TP1800 
Texas Mayor 
contenido de 
aromáticos 
15% de 
aromáticos 
solventes 
Elastómero 
204 
Bomba 
200TP1800 
Wyoming Mayor 
contenido de 
CO2 
30% de 
contenido 
de CO2 
Elastómero 
159 
Bomba 
200TP1800 
TABLA N° 1. Resultados obtenidos con el método BCP 
 
 
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Adicionalmente, en Venezuela se has alcanzado tasas superiores a los 
2500 b/d (Cerro Negro) y profundidades de bomba mayores a los 7500 
pies (campo Boscán). 
 
 
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4. Principios de Funcionamiento de la Bomba. 
 
A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) esta 
compuesta por el Rotor y el Estator. El Rotor es accionado desde la 
superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento 
rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra conectada 
al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene 
un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y 
recuperación elástica llamado Elastómero. 
 
El funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por 
René Moineau (no debe confundirse con la bomba de Arquímedes ya 
que son principios totalmente diferentes), la BCP utiliza un Rotor de 
forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de 
helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están 
diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea 
líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas 
cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado 
de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento 
helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su 
descarga. 
Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin 
embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un 
Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico 
(Elastómero) de dos lóbulos. 
La FIGURA N° 1 muestra una sección transversal de una BCP 
convencional (1x2 lóbulos), donde observa como el diámetro del rotor 
es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo la 
interferencia (i) que crea el sello. 
 
i/2
i/2
 
ELASTOMERO 
ROTOR 
FIGURA N° 1. Sección transversal de una BCP 
 
 
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La Figura N° 2 muestra un dibujo tridimensional donde se aprecian la 
forma y posición de las cavidades formadas entre el Rotor y el Estator. 
Nótese que en un mismo plano transversal siempre pueden definirse 
dos cavidades, y que el área de estas dos cavidades se complementan, 
es decir, cuando una es máxima la otra es mínima, de modo que el 
área transversal total es siempre constante. 
 
 
 
 FIGURA N° 2. Disposición de las cavidades en una BCP 
 
En la sarta decabillas se encuentran además lo Acoples de cabillas y 
(opcionalmente) los Centralizadores de cabillas, los cuales se utilizan 
para prevenir el roce excesivo entre los acoples y la tubería de 
producción en pozos con marcadas desviaciones (“pata de perro” o 
“dog legs”), con ángulos de inclinación muy grandes o en pozos 
horizontales. 
 
Debajo de la BCP se coloca el Niple de Paro, el cual sirve para espaciar 
el Rotor con respecto al Estator. Esta operación será explicada en 
detalle en otro apartado de este manual. Opcionalmente y si se 
requiere, al Niple de Paro puede conectarse un Ancla de gas, una 
Empacadura, un Filtro de Arena, un Ancla Anti-Torque, etc. 
 
 
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En la Figura N° 3 se muestran de una manera esquemática, los 
componentes principales de subsuelo del sistema de bombeo por 
cavidades progresivas (referirse adicionalmente al Anexo N° 2, 
principios y capacidades del método BCP) 
 
 
ANCLA DE GAS
NIPLE DE PARO
ELASTOMERO
SARTA DE CABILLAS
ANCLA ANTI-TORQUE
ROTOR
TUBERIA DE PRODUCCION
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA N° 3. Componentes de subsuelo de una BCP 
 
 
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5. Principios Básicos de Producción. 
 
Nivel estático, Nivel dinámico, Presión Estática, Presión 
Fluyente, Sumergencia, Indice de Productividad y 
Comportamiento de Afluencia. 
 
Los parámetros que se tratarán a continuación intervienen de una 
manera muy importante en la selección de las bombas, por tanto es 
primordial que se entiendan perfectamente tanto en sus definiciones 
como en sus influencias en la operación de la misma de manera de 
poder seleccionar e instalar el conjunto adecuado. 
 
Favor dedicar un momento en detallar los elementos que se presentan 
en las siguientes figuras, las cuales muestran esquemáticamente un 
pozo y su completación mecánica y de producción. 
 
 
THP=0THP=0
H = PB - NEH = PB - NE 
NENE
CHP=0CHP=0
PBPB
PsPsBOMBABOMBA 
LFLF
ARENAARENA
PRODUCTORAPRODUCTORA
 
 
FIGURA N° 4. Esquema de un pozo en condiciones estáticas. 
 
 
 
 
 
 
 
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P1P1
P2P2
THPTHP
H = PB - NDH = PB - ND 
NDND
CHP = 0CHP = 0
PBPB
LFLF
BOMBABOMBA 
PwfPwfARENAARENAPRODUCTORAPRODUCTORA
 
 
FIGURA N° 5. Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. 
 
Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura N° 4), el 
fluido se estabiliza en un nivel tal que la presión ejercida por la 
columna de fluido a la profundidad del yacimiento mas la presión en 
Tubería de Revestimiento (CHP) es igual a la presión del yacimiento 
(suponiendo que el pozo no esté instalado con una empacadura). 
 
El nivel de fluido que equilibra exactamente la presión de yacimiento 
cuando está abierto el espacio anular (CHP = 0) se llama Nivel 
Estático (NE) y se mide desde superficie. 
 
Este es el nivel mas alto (mas cercano a la superficie) alcanzado por el 
fluido en el pozo. La presión ejercida por esta columna de fluido al 
nivel del yacimiento se le llama Presión Estática (Ps) 
 
Al arrancar la bomba (Figura N° 5), sube el nivel en la tubería de 
producción hasta la superficie y baja el nivel en el espacio anular 
(principios de vasos comunicantes). Al disminuir el nivel en el espacio 
anular, disminuye la presión de fondo, lo que genera una afluencia de 
fluido desde el yacimiento, el pozo comienza entonces a producir. 
Cuanto mas baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta 
la afluencia del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del 
 
 
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yacimiento es igual al caudal de la bomba. En este caso la presión 
hidrostática mas la presión en el revestidor (CHP) equilibran la 
Presión Fluyente de fondo (Pwf). El nivel de fluido que equilibra la 
presión fluyente de fondo, cuando está abierto el espacio anular, se 
llama nivel dinámico (ND). En el Anexo N° 3 se presenta un trabajo 
sobre la estimación de presiones fluyentes de fondo a partir de 
medición de niveles por medios acústicos. 
 
Un nivel dinámico (o presión fluyente) está asociado a una tasa de 
producción determinada; si aumenta la producción (al acelerar la 
bomba, por ejemplo) baja el nivel y viceversa. 
 
La distancia vertical entre la succión de la bomba (PB) y el nivel 
dinámico se conoce como Sumergencia de la bomba (H = PB – ND). 
 
Queda claro que para el diseño apropiado de un sistema de Bombeo 
por Cavidades Progresivas (y cualquier otro método de levantamiento 
artificial e incluso si el pozo produce en forma natural), se debe 
conocer la capacidad del yacimiento en el área del pozo (oferta), solo 
el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo (Pwf) y sus 
correspondientes tasas de producción (Q) permitirán construir una 
relación que refleje lo que el yacimiento es capaz de ofrecer en este 
punto de drenaje. De allí la importancia de establecer la relación entre 
la afluencia de los fluidos desde el yacimiento al pozo, las cuales son 
producto de fuerzas que a su vez tienen lugar al variar las presión en 
el yacimiento desde una presión promedio del yacimiento (Ps) a las 
presiones de fondo fluyente (Pwf). Esta relación se conoce como 
Indice de Comportamiento de Afluencia (IPR). 
 
El primer intento para construir una curva que refleje el 
comportamiento de afluencia de un pozo (primera aproximación) fue el 
de una línea recta. Bajo este supuesto, la tasa de producción (Q) del 
pozo, sería directamente proporcional a la diferencia entre la presión 
del yacimiento y la presión de fondo fluyente (Ps - Pwf), esta 
constante de proporcionalidad es conocida como Indice de 
Productividad (IP) y matemáticamente se expresa de la siguiente 
manera. 
IP = Q . 
 Ps - Pwf 
 
Donde: IP = Indice de Productividad (B/D/Lpc) 
Q = Tasa de producción líquida (B/D) 
 Ps = Presión promedio del yacimiento (Lpc) 
 
 
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 Pwf = Presión de Fondo Fluyente (Lpc). 
 
 
El diferencial de presión (PS – Pwf) se le conoce como draw-down 
 
La siguiente Figura ilustra de una manera gráfica, esta relación. 
 
Ps
Pwf
Q0 Qmax
P
re
si
ó
n
Tasa
0
 
FIGURA 6. Indice de Productividad constante. 
 
Nótese en esta figura que para Pwf = 0, se obtendría la tasa máxima 
de producción del pozo, de igual manera, para una tasa de cero 
producción, la presión de fondo sería igual a la presión estática del 
yacimiento. 
 
Esta relación de proporcionalidad es válida siempre y cuando la Pwf 
sea mayor a la Presión de Burbujeo (esta es la presión en la cual el 
gas disuelto comienza a liberarse pasando a gas libre). Para este 
caso, el índice de productividad será igual al inverso de la pendiente de 
la línea recta. 
 
IP = 1/pendiente = Tang o = Q / draw-down 
 
En muchos pozos que producen por algún método de levantamiento 
artificial, por lo general la presión de fondo fluyente ha disminuido por 
 
 
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debajo de la magnitudde la Presión de Burbujeo, de manera que el 
fluido es multifásico con una fase gaseosa la cual afecta la producción 
y la relación matemática expuesta anteriormente. 
Gilbert fue el primero en observar el efecto, el desarrolló un método 
de análisis de pozos utilizando un Indice de Productividad variable y 
llamó la relación entre la caída en la presión de fondo y la tasa de flujo 
como Inflow Performance Relationship (Indice de comportamiento 
de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat 
presentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido y 
gas), la IPR es curva y no una línea recta, tal y como se observa en la 
figura siguiente. 
Ps
Pwf
Q0 Qmax
P
re
si
ó
n
Tasa
 
 
FIGURA N° 7. Indice de productividad variable. 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
La curva de IPR varia con el recobro acumulado de fluidos del 
yacimiento y con el mecanismo de producción. Vogel desarrolló en un 
computador un estudio del comportamiento de afluencia utilizando las 
aproximaciones de Weller. Weller derivó ecuaciones para describir 
los perfiles de presión y saturación en las cercanías de un pozo 
perteneciente a un yacimiento subsaturado de hidrocarburos. 
 
Con estas ecuaciones, Vogel consideró diferentes draw-down, fluidos 
y propiedades de rocas y obtuvo una curva para las relaciones Pwf/Ps 
y Q/Qmax cuya expresión matemática general es la siguiente: 
 
Q / Qmáx = 1 – 0.2 x (Pwf / Ps) – 0.8 x ( Pwf / Ps) 2 
 
Esta expresión es conocida como la “ecuación de Vogel” y se utiliza 
para yacimientos produciendo por debajo del la Presión de Burbujeo. 
La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento 
subsaturado. 
 
Ps
Pb
Qb0 Qmax
(Qb,Pb)
Línea recta (IP)
 
FIGURA N° 8. IPR compuesta para yacimientos subsaturados. 
 
 
 
 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
Conocida la Presión de Burbujeo y una prueba de producción (Q) y la 
presión fluyente correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la 
Qb mediante la siguientes expresiones: 
 
IP = Q / ( Ps – Pwf) 
 
Qb = IP x (Ps – Pb) 
 
El Qmax se calcularía así: 
 
Qmax = (IP x PB) + Qb 
1.8 
 
Con estos datos se puede predecir cual será la producción dada 
cualquier Pwf o (nivel dinámico convertido a presión) sobre o debajo 
de la presión de burbujeo. 
 
Para Pwf mayor o igual a PB: 
 
Q = IP x (Ps – Pwf) 
 
Para Pwf menor a PB: 
 
Q = Qb + (Qmax – Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) – 0.8x(Pwf/Pb)2) 
 
 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
6. Descripción de los equipos. 
6.1. Equipos de Subsuelo. 
6.1.1. El Estator. 
El Estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con 
un Elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado 
en forma de dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro 
mediante un proceso y especial . 
 
El Estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo 
Tubular o de Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo 
Insertables). La figura N° 9 muestra un corte longitudinal de un 
Estator. 
ESTATOR
ELASTOMERO
 
FIGURA N° 9. Corte longitudinal de un estator. 
 
Un Estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta 
temperatura y a alta presión entre la camisa de acero y un núcleo. 
Este núcleo, negativo del perfil interno del Estator, es similar a un 
Rotor de dos lóbulos. Antes de la inyección del Elastómero, se recubre 
con un adhesivo la superficie interna de la camisa de acero (tubo). 
Luego del vulcanizado el Elastómero, se enfría y se contrae, lo que 
permite extraer el núcleo. La magnitud de la contracción depende del 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
tipo de Elastómero. Los Estatores fabricados con el mismo Elastómero 
y el mismo núcleo, son todos idénticos. 
 
6.1.2 El Elastómero. 
El Elastómero constituye el elemento mas “delicado” de la Bomba de 
Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una 
gran medida el éxito o fracaso de esta aplicación. 
 
El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un Polímero de 
alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse 
elásticamente, esta propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y 
es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y 
el Estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas 
y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo). 
 
Los Elastómero deben presentar resistencia química para manejar los 
fluidos producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los 
esfuerzos y la abrasión. 
 
Los Elastómeros mas utilizados en la aplicación BCP, poseen base 
Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros 
Hidrogenados) o Fluoelastómeros. 
 
Características deseables en los Elastómeros. 
 
 Buena resistencia química a los fluidos a transportar. 
 Buena resistencia térmica. 
 Capacidad de recuperación elástica. 
 Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la 
fatiga. 
 
Propiedades mecánicas mínimas requeridas. 
 Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo). 
 Dureza Shore A: 55 a 78 puntos. 
 Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpascal 
 Elongación a la ruptura: Mayor al 500% 
 Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos 
 Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm. 
 
Los cambios mas comunes en las propiedades mecánicas de los 
Elastómeros son: el Hinchamiento, el Endurecimiento y el 
Reblandecimiento. 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
 
El Hinchamiento origina una excesiva interferencia y como 
consecuencia, un torque excesivo en las cabillas y calentamiento (y 
posible destrucción) del Elastómero. Se debe destacar que un 
hinchamiento del 3 al 5 % puede ser manejado con rotores de menor 
diámetro y que algunos fabricantes inclusive garantizan algunos de sus 
materiales para hinchamientos mayores, no obstante se debe tener 
presente que estos elastómeros pudieran ser utilizados siempre y 
cuando las propiedades mecánicas de los mismos no se vean afectadas 
mas allá de los límites permisibles. 
 
El Endurecimiento afecta negativamente a la resiliencia y como 
consecuencia la eficiencia de la bomba. 
 
El Reblandecimiento deteriora la hermeticidad entre las cavidades y 
por ende la eficiencia de la bomba. 
 
Cada Fabricante posee sus propios desarrollos y por lo general utilizan 
nomenclaturas propias, no obstante, las bases son Nitrílos, bases 
Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Esta diversidad permite manejar la 
mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y 
agua. 
 
A continuación a manera de ejemplo se describen las características 
de algunos elastómeros distribuidos comercialmente. 
 
Elastómero 159 
Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo (es un 
caucho). Su distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para 
comparación de la solidez y resistencia química de los Elastómeros, así 
como también para definir los rangos de temperatura en las 
especificaciones de los rotores. 
Se utiliza corrientemente en fluidos que contienen hasta 6% de H2S y 
3% de aromáticos. A 30 °C (86 °F) resiste hasta 6% de aromáticos. 
La temperatura de servicio alcanza 120 °C (248 °F), la resistencia a la 
abrasión es buenahasta 40 °C (104 °F). Tiene excelentes módulos de 
corte y desgarramiento. Una de sus mayores ventajas es su 
resistencia a la descompresión explosiva. 
 
Elastómero 194 
Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este 
Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto contenido de 
arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza Shore A = 58) y 
 
 
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resulta muy reducido el desgaste de los rotores en condiciones 
abrasivas. 
El módulo de corte es excelente, el módulo de desgarramiento es 
bueno pero no se recomienda un ajuste (interferencia) excesivo entre 
el Rotor y el Estator. La temperatura máxima de servicio 
recomendada es de 100 °C (212 °F). Este Elastómero se ha probado 
como adecuado para pozos de agua y para el desagüe de los pozos de 
carbón-gas de metano. 
 
Elastómero 198 
Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este 
Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al 
H2S y a mayor temperatura que la del caucho. La resistencia a la 
abrasión es buena. El módulo de corte es excelente. La resistencia a 
los aromáticos no es tan buena como la de los Elastómeros tipo 
caucho. La temperatura máxima de servicio recomendada es de 
160 °C (320 °F), sin embargo, sigue siendo probado al respecto. 
 
Elastómero 199 
Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrílo. Su 
resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en 
fluidos con 13% de aromáticos a 40 °C (104 °F). Su resistencia a la 
abrasión es baja. El módulo de corte es excelente y su resistencia a la 
temperatura es levemente mejor a la del 159. 
 
Elastómero 204 
Es un co-polimero fuorocarbono butadieno. Este Elastómero fue 
desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los 
gases ácidos (CO2 y H2S). Algunas bombas fabricadas con este 
Elastómero han operado por 3 años en pozos con 28% de CO2, 3% de 
H2S en el gas y 3% de aromáticos en el crudo. Los ensayos de campo 
continúan. 
El módulo de corte es muy bajo, el módulo de desgarramiento es 
bueno. Se debe utilizar una baja interferencia entre el Rotor y el 
Elastómero. 
 
En la siguiente tabla se resume el desempeño de los Elastómeros 
presentados anteriormente, se debe destacar que la nomenclatura es 
propia del fabricante y que la misma, la formulación (y por ende las 
propiedades) varían de un fabricante a otro. 
 
 
 
 
 
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 159 194 198 199 204 
Abrasión B A A C B 
Ampollas de gas A B B A A 
Crudos Pesados A A B C B 
Crudos Medianos A B B A B 
Crudos Livianos C C C A A 
Aromáticos B C C A A 
CO2 B C B B A 
H2S B B A B A 
Pozos de Agua B C C C C 
Máx. Temp. ( °C ) 120 100 160 110 80 
Máx. Temp. ( °F ) 248 212 320 230 176 
Escala: A:Excelente B:Aceptable C:Insatisfactorio 
 
TABLA N° 2. Características de algunos elastómeros. 
 
Otra empresa, ofrece sus Elastómeros clasificados como “bajo 
contenido de acrilo-nitrilo (NBRA)”, contenido medio de acrilo-nitrilo 
(NBRM), nitrílos hidrogenados (HNBR) y VitónTM. 
 
La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales. 
 
 NBRA NBRM HNBR VITON 
Resistencia Mecánica ++ + + - 
Resistencia a la abrasión + ++ ++ - 
Tolerancia al CO2 - - - + 
Tolerancia al H2S - - - + - 
Tolerancia a aromáticos ++ - + +++ 
Alta temperatura - - + ++ 
Escala: +++Excelente ++ Muy Bueno + Bueno 
 - Pobre -- Muy Pobre 
 
TABLA N° 3. Características de otros materiales usados en los 
 Estatores BCP. 
 
 
Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones 
con alta temperatura (pozos inyectados con vapor de agua), crudos 
muy livianos y bajos cortes de agua, etc. 
 
 
. 
 
 
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6.1.3. El Rotor. 
El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con 
precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a 
la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) 
las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie 
(accionamiento o impulsor). Un Rotor se fabrica a partir de una barra 
cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se 
recubre con una capa de un material duro. Generalmente se trata de 
un recubrimiento con un proceso electro químico de cromado. 
Mientras que los Estatores de un mismo modelo de bomba, fabricados 
con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los rotores se 
mecanizan con varios diámetros y se recubren de varios espesores de 
cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y 
espesor, son los que permiten un ajuste fino de la interferencia. La 
figura N° 10, se muestra una sección de Rotor. 
 
FIGURA N° 10. Corte transversal de un Rotor. 
 
 
6.1.4. El Niple de Paro. 
El Niple de Paro es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se 
instala bajo el Estator (bombas tubulares) y cuya funciones principales 
son: 
 
 
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 Servir de punto tope al rotor cuando se realiza el Espaciamiento 
del mismo. 
 Brindar un espacio libre al rotor de manera de permitir la libre 
elongación de la sarta de cabillas durante la operación del sistema. 
 Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en 
caso de producirse rotura o desconexión de estas últimas. 
 Servir de punto de conexión para accesorios tales como Anclas de 
Gas o Anti-torque, Filtros de Arena, etc. 
 
La Figura siguiente muestra los de Niples de Paro distribuidos por dos 
diferentes conocidas empresas. 
 
 
FIGURA N° 11. Niples de Paro. 
 
6.1.5. Otros equipos de subsuelo. 
Adicionalmente a los equipos mencionados, se cuenta con otros 
aditamentos algunos de los cuales son de uso obligatorio bajo ciertas 
condiciones. Entre estos equipos se encuentran: 
 
Niple de Maniobra.- Su utilización es obligatoria. El movimiento 
excéntrico de la cabeza del rotor junto con el acople de unión a la 
 
 
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primera cabilla, describe un circulo de diámetro mayor que su propio 
diámetro. El diámetro que permitiría este movimiento es de D+2E, 
donde: 
 “D” es el mayor de los dos diámetros, el de la cabeza del rotor o 
el diámetro externo del acople. 
 “E” es la excentricidad de la bomba (dato suministrado por el 
fabricante o distribuidor). 
El niple de maniobra debe contar con un diámetro interno mayor que 
el resultado obtenido con la expresión D+2E. En cuanto a su longitud, 
la misma deberá ser la suficiente de manera de garantizar que la 
cabeza del rotor (en condiciones de operación) se encuentre en el 
interior del dicho niple. 
Otra ventaja de este niple intermedio o niple de maniobra es que 
durante las operaciones (bajada de la completación al pozo) las cuñas, 
mordazas, llaves de apriete, etc.; se colocaran en él, en lugar del 
cuerpo del estator, evitando así cualquier daño a este último. 
 
Empacadura. Es un equipo que se activa mecánica o hidráulicamente y 
que una vez instalada cierra u obtura completamente el espacio anular 
entre la tubería de producción y el revestidor. Este equipo se utiliza en 
completaciones donde la producción se llevehasta la superficie por el 
espacio anular. No se recomienda su utilización en pozos con alto 
contenido de gas libre a nivel de la bomba y cuya completación 
considere el manejo de los fluidos por la tubería de producción . 
Ancla de Tubería. Es un dispositivo que fija la tubería de producción al 
revestidor, limitando el movimiento axial y rotativo de la sarta. A 
diferencia de una empacadura, no realiza un sello en el espacio anular, 
permitiendo el libre paso de fluidos a través del anclaje mecánico. 
Ancla de Torque.- Al girar la sarta de cabillas hacia la derecha (vista 
desde arriba) la fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería 
también tienda a girar hacia la derecha, en el sentido de su 
desenrosque. Este efecto puede originar la desconexión de la tubería, 
la utilización de un ancla de torque evita este riesgo. Este equipo se 
conecta debajo del niple de paro, se fija al revestidor por medio de 
cuñas verticales. Al arrancar la bomba el torque generado hace que 
las cuñas se aferren al revestidor impidiendo el giro del Estator (Ver 
Figura N° 12) 
 
 
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No siempre es obligatorio el uso de este equipo, tales son los casos de 
pozos someros y/o de bajo caudal girando a baja velocidad, que no 
tienen un torque importante. 
Las Anclas de Torque no obturan el espacio anular revestidor – tubería 
de producción. 
 
Anclas de Gas.- La eficiencia volumétrica de las BCP , al igual que la de 
otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la 
presencia de gas libre en su interior. 
Anclas de gas es el nombre que comúnmente se emplea para referirse 
a los separadores estáticos gas-líquido de fondo de pozo, 
generalmente la separación gas – líquido ocurre fuera del ancla 
desviándose el gas al espacio anular entre el revestidor y la tubería de 
producción y el líquido es enviado a la bomba, sin embargo, las anclas 
de gas no son 100% eficientes por lo que una porción del mismo es 
arrastrado a su interior y de allí a la bomba, adicionalmente dentro del 
ancla del ancla, por los diferenciales de presión que allí se originan, 
ocurren separaciones adicionales de gas el cual también es conducido 
a la bomba; algunos diseños consideran el desalojo de este gas al 
espacio anular revestidor-eductor (ver Figura N° 12) . 
Aunque existen separadores dinámicos de gas, estos son 
generalmente aplicados a bombas electrosumergibles, aprovechando la 
rotación a alta velocidad de la bomba para accionar el separador 
centrífugo. 
Los separadores estáticos o anclas de gas mas populares en Venezuela 
son el poorman (o poorboy) y el de copas (Gilbert-cup). En ambos 
casos la separación se realiza por efecto de la gravedad, aprovechando 
la diferencia de densidades entre las dos fases (líquido y gas). 
Existen también separadores estáticos con elementos internos de 
forma helicoidal (anclas Dinamix), de modo que inducen una rotación, 
con el fin de crear un efecto centrífugo que contribuye con la gravedad 
en la separación. Sin embargo, este último tipo de separadores es muy 
poco usado, ya que son mucho mas difíciles de construir y hasta ahora 
su ventaja frente a los separadores mas sencillos no ha sido 
comprobada. 
En 1995, Podio y McCoy presentaron un nuevo diseño basado en un 
principio diferente a los planteados hasta entonces. Estos 
investigadores observaron el hecho de que en espacios anulares 
excéntricos el gas tiende a fluir preferencialmente por la zona mas 
amplia de este espacio anular. Aprovechando este fenómeno, 
 
 
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diseñaron un separador excéntrico. La entrada al separador fue 
colocada en la región mas cercana al revestidor, la cual coincide con la 
zona de alta concentración de líquido. De esta manera, se consigue 
que la mayor separación ocurra fuera del separador y no dentro de él. 
En todos los casos debe tenerse en cuenta que el separador actúa 
como un sistema que tiene dos efectos: 1) Separa gas libre, 2) Crea 
una caída de presión adicional. El segundo efecto es perjudicial, pues 
induce una liberación adicional de gas y aumenta el volumen ocupado 
por la masa de gas libre. La caída de presión impuesta por el 
separador se debe a la fricción y al hecho de que, en algunos casos, la 
sola presencia del separador obliga a colocar la bomba más arriba de 
lo que se haría si no se colocara este equipo. Estos factores deben 
analizarse al momento de decidir si es recomendable el uso de un 
ancla de gas a la entrada de la bomba. 
Se han presentado métodos para estimar la eficiencia de separación y 
el límite para el uso de anclas de gas (Schmidth en 1986 y Campbell 
en 1989) sin embargo sus conclusiones no pueden ser generalizadas 
para el caso de crudos muy viscosos, debido a que algunos de los 
factores son experimentales y fueron obtenidos con fluidos de muy 
baja viscosidad. 
Existen casos especiales, como el de los crudo espumantes en la FBO, 
donde la separación puramente mecánica es prácticamente imposible, 
lo cual obliga a la búsqueda de nuevas maneras de incrementar la 
eficiencia volumétrica de los equipos de bombeo, ya que hasta ahora 
el uso de separadores convencionales ha constituido una restricción a 
la entrada de la bomba. 
 
Centralizadores de Cabillas.- Los centralizadores de cabillas se suelen 
colocar sólo en aquellos pozos con desviaciones o inclinaciones muy 
pronunciadas. Hasta ahora no existe un acuerdo validado respecto a 
los criterios para la ubicación de estos dispositivos, sin embargo el 
programa del C-FER ofrece una rutina para estimar la colocación mas 
adecuada de los mismos en la sarta de cabillas. La Figura N° 12 
ilustra algunos centralizadores de cabillas. En el Anexo N° 4 se incluye 
un trabajo de Charles Hart (J.M. Huber Corporation) sobre 
centralizadores de cabillas para aplicaciones BCP 
 
Niples de Drenaje.- Generalmente se utiliza un niple de drenaje para 
desalojar el crudo de la tubería de producción en aquellos casos 
cuando no es posible sacar el rotor de la bomba, por ejemplo cuando 
 
 
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falla la sarta de cabillas y no se puede “pescar” la misma. Es 
importante no tener crudo en la tubería al momento de sacar la sarta, 
ya que de otra manera se corre el riesgo de originar derrames de 
crudo indeseados en la superficie contaminando asi el medio 
ambiente. La mayoría de los niples de drenaje se activan aplicando 
presión interna a la tubería de producción. En el caso de crudos 
extrapesados, se ha subestimado, en algunos casos, la presión de 
descarga de la bomba, originando que el sistema de drenaje se active 
durante la operación, con lo cual es necesario recuperar la tubería. 
Es importante mencionar que cuando se cuenta con un cabezal de eje 
hueco, se acostumbra colocar una barra pulida mas larga que la 
longitud del rotor, con lo cual se puede sacar el rotor del estator con 
una operación muy sencilla cuando se desea circular el pozo. 
 
Niples “X”.- Con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosas en 
la sarta de tubería, se acostumbra realizar una prueba de presión 
durante la operación de bajada de la misma. Para realizar esta prueba 
se puede instalar un niple de asiento X, sobre el estator de la bomba, 
en el cual se asienta una válvula fija con pescante, la cual es fácil de 
recuperar luego de la prueba. 
Si el pozo presenta problemas de corrosión y la tubería es re-utilizada, 
es recomendable asentar la válvula en el niple X e ir probando a 
medidaque se bajan los tubulares, por ejemplo, cada 10 tubos; de esa 
manera es más fácil detectar y corregir la existencia de algún tubo 
defectuoso. 
 
 
 
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ANCLA DE
TORQUE
ANCLA DE
GAS
ANCLA DE GAS
GAS SEPARADO
CENTRALIZADORES
DE CABILLAS
 
FIGURA N° 12. Accesorios de Subsuelo. 
 
 
6.2.Equipos de Superficie. 
Los accionamientos de superficie para los sistemas de bombeo por 
cavidades progresivas han evolucionado desde pequeñas unidades de 
velocidad fija hasta sofisticados sistemas protegidos mecánica y 
eléctricamente y con capacidades de supervisión y control a distancia. 
 
Las unidades de velocidad fija se caracterizan por ser necesario el 
cambio de poleas y correas para variar la velocidad obteniendo 
cambios discretos en esta variable con los inconvenientes de contar 
con un número limitado de combinaciones, no obtener las 
“revoluciones exactas” requeridas según el diseño y además requerir 
de inventarios de poleas, correas y demás accesorios. 
 
En este tipo de sistemas, la relación de transmisión total viene dada 
por la relación de transmisión de la caja reductora en sí, multiplicada 
por la relación de transmisión del conjunto correa poleas que acopla el 
motor a la caja. En este caso la velocidad se varía cambiando la polea 
del motor, y de este modo la relación de transmisión. 
 
 
 
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En el pasado, muchos de estos equipos no contaban con mecanismos 
de freno ni de liberación de torque y sus capacidades para soportar 
cargas axiales y brindar los torques y potencias exigidos por el sistema 
eran muy limitados. Actualmente muchos suplidores ofrecen estos 
equipos y las capacidades y algunas prestaciones se han 
incrementado. Por ejemplo algunos equipos ofrecen (según catalogo) 
capacidades de 150 Hp, carga axial de 22.000 Kgs a 500 r.p.m., 2000 
lbs-pié de torque, 6 velocidades distintas, etc. De igual manera 
también se encuentran disponibles comercialmente sistemas de 200 
HP, 18.000 Kgrs, y hasta velocidades de 750 r.p.m. estos equipos 
pueden ser accionados con motores eléctricos, a gas o 
hidráulicamente. 
 
La ventaja de este equipo consiste en que al utilizar poleas / correas 
dentadas se elimina el deslizamiento y son equipos integrados. Las 
desventajas radican básicamente en que la operación de cambio de 
velocidad del sistema es más lenta y requiere un trabajo previo de 
preparación de la pieza (polea); también es necesario parar la marcha 
del equipo para realizar la operación y no se obtienen las velocidades 
exactas de diseño (a menos que se instalen en conjunto con un 
variador de frecuencia). El hecho de que la operación de cambio de 
velocidad requiera el cambio de piezas impidió en el pasado la 
automatización de este equipo. 
La mayor experiencia estos equipos se cuenta en el Oriente del país. 
En la Figura N° 13 se muestra uno de los mas sencillos sistemas de 
este tipo. 
 
 
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MOTOR
GUARDA
POLEAS
CABEZAL
BARRA PULIDA
MOTOR
GUARDA POLEAS
 
FIGURA N° 13. Equipo de superficie de poleas y correas. 
 
Posteriormente a estos sistemas, se evaluaron en el Occidente del país 
(Costa Oriental del Lago de Maracaibo) equipos en los cuales el 
cabezal de rotación y el accionamiento electro-mecánico constituyen 
sistemas independientes. 
 
Inicialmente se instalaron cabezales de rotación y motovariadores 
mecánicos accionados por un tablero eléctrico, para ser sustituidos en 
breve tiempo por un motorreductor (en lugar del motovariador) y por 
un variador de frecuencia (en lugar del tablero eléctrico). 
 
Estos equipos serán detallados a continuación. 
 
 
 
 
6.2.1. Cabezales de Rotación. 
El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas: 
• Soporte para las cargas axiales. 
• Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. 
• Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente 
 
 
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• Soportar el accionamiento electro-mecánico (para algunos modelos). 
 
Soporte para las cargas axiales. Las cargas axiales originadas por el 
peso de la sarta de cabillas sumergida en el fluido del eductor y la 
producida por el diferencial de presión que levanta la bomba es 
soportada a través de rodamientos cónicos ubicados en el cabezal de 
rotación. Dependiendo del fabricante, pueden encontrase uno o dos 
rodamientos actuando en paralelo y distribuyéndose las cargas. 
 
Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. El giro inverso 
puede causar múltiples inconvenientes tales como daños en la caja 
reductora del motorreductor o motovariador (ya que la misma actúa 
como multiplicadora cuando son la cabillas las que la hacen girar), 
daños en el motor eléctrico al actuar como generador y por último 
puede causar el desenrosque de las cabillas, ya que son estas las que 
deben detener el sistema motriz una vez que se ha liberado el torque 
de las mismas y la columna de fluido. Este fenómeno junto con los 
efectos dinámicos que se presentan a grandes velocidades (por 
ejemplo vibraciones) generan un torque que tiende a desenroscar las 
cabillas. 
Algunos cabezales ofrecen un sistema retardador del giro inverso, el 
cual puede ser hidráulico o mecánico (Tambor y Zapata); este 
mecanismo permite que la sarta gire en sentido inverso (anti-horario 
visto desde arriba) al detener el sistema motriz, a baja velocidad de 
rotación, esta característica garantiza que la sarta no girará a la hora 
de levantar el cabezal durante una reparación. Este sistema permite 
que las columnas dentro y fuera del eductor se equilibren, con lo cual 
el torque de arranque es menor, no obstante se requerirá más tiempo 
para obtener la producción del pozo en superficie una vez que se 
arranca el sistema. 
Otros fabricantes suministran equipos con sistemas anti-retorno, 
formados generalmente por una banda (o zapata) con un alto 
coeficiente de fricción la cual sujeta un disco pulido y este a su vez el 
eje del cabezal. La desventaja de este sistema consiste en que las 
cabillas queda sometida a un torque que se liberará al levantar el 
cabezal al momento de una reparación. Como punto a favor, con este 
sistema el eductor permanece lleno durante la parada del sistema 
motriz permitiendo llevar la producción del pozo hasta la superficie al 
arrancar nuevamente el sistema. 
 
 
 
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Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente. Se evita el derrame de 
los fluidos de producción al medio ambiente mediante un conjunto de 
sellos que aíslan el eje de rotación del cabezal de producción (prensa - 
estopas). En los casos donde el eje del cabezal es hueco, el sello se 
realiza sobre la barra pulida. 
Soportar el accionamiento electro-mecánico. Sobre el cabezal de 
rotación se instala o bien el motovariador o el motorreductor, según el 
caso. 
 
Existen el mercado cabezales de eje macizo y cabezales de eje hueco, 
estos últimos poseen la ventaja de permitir el levantar la sarta de 
cabillas sin desmontar el sistema motriz con la finalidad de re-espaciar 
la bomba o circular el pozo. También existen cabezales dónde el 
rodamiento de cargaes lubricado por aceite y en otros casos lubricado 
con grasa; el seleccionar el tipo de lubricación depende del operador, 
ya que una lubricación con grasa requiere menos chequeos y protege 
más los equipos contra la intemperie, sin embargo la lubricación con 
aceite protege más el rodamiento mejorando la vida útil del mismo, no 
obstante estos sistemas requieren una revisión más periódica para 
garantizar los niveles de aceite y corregir la presencia de fugas. 
 
En el Occidente del país, prevalecen los cabezales de eje sólido con 
rodamientos lubricados por aceite, detállelos en la siguiente figura. 
 
 
 
 
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CUBIERTA
PROTECTORA
VISOR DE
NIVEL ACEITE
CAJA DE
PRENSA-ESTOPAS
TORNILLO DE
AJUSTE DEL
MECANISMO
ANTI-RETORNO
EJE INFERIOR
DEL CABEZAL
 
FIGURA N° 14. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente 
 
Estos cabezales de rotación constan principalmente de tres partes, 
superior, central e inferior. 
 
En zona superior se distingue la ventana la cual es la encargada de 
soportar el accionamiento electro-mecánico (Motovariador o Moto 
Reductor) y de alojar los acoples de rotación (encargados de conectar 
los ejes del cabezal y del accionamiento). Esta zona se protege con 
una cubierta metálica como la ilustrada en la foto, o del tipo malla o 
red. 
 
La zona central contiene los rodamientos (encargados de soportar las 
cargas axiales y radiales requeridas por el sistema), el mecanismo 
anti-retorno (tipo zapata) y el visor del nivel de aceite. 
 
La zona interior consta principalmente de la caja de prensa-estopas y 
el eje inferior el cual se conecta a la sarta de cabillas. 
 
En algunos cabezales, el mecanismo anti-retorno se encuentra en la 
zona superior bajo los acoples de rotación. 
 
 
 
 
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6.2.2. Motovariadores Mecánicos. 
En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; 
en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” 
formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple con 
la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la 
parada del equipo ni el cambio de componentes. Esta operación se 
realiza girando el volante que gobierna la polea motriz, al mover el 
volante se varía el diámetro de la polea separando los discos cónicos 
que la componen cambiando de esta forma la relación de transmisión. 
Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la posibilidad 
de ser ajustados en un rango de velocidades desde 50 R.P.M. hasta 
400 R.P.M. 
Hay algunas desventajas de este sistema, entre ellas se pueden 
destacar las siguientes: 
• La velocidad no se puede ajustar con el equipo apagado, ya que es 
en movimiento que la correa se ajusta al cambio de diámetro de la 
polea motriz, esto impide que al realizar una parada el equipo se 
pueda arrancar a velocidad mínima para evitar daños a los 
componentes del sistema. Una solución la ofrecen los acoples que 
se instalan entre la salida de sistema motriz y el eje del cabezal de 
rotación de manera que estos puedan ser desacoplados para así 
variar la relación de transmisión (velocidad) con el sistema girando 
en vacío. 
• En sistemas de considerable potencia la asimetría del equipo tienden 
a flectar el cabezal, por lo cual es necesario fijar el equipo al piso 
con algún tipo de soporte, esta excentricidad también produce 
vibraciones que en algunos casos puede limitar la velocidad del 
equipo. 
 
• La eficiencia del sistema se reduce al agregar un componente 
mecánico al conjunto. 
 
 
6.2.3. Motorreductores. 
 
Generalmente en la práctica el rango de operación de las BCP es de 40 
a 350 R.P.M. Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y 
fija de aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es 
necesario contar con una caja reductora de una relación de 
transmisión adecuada para llevar la velocidad angular del motor a 
 
 
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velocidades mas cercanas a la requerida por la bomba, además de ser 
el elemento que suministrará el torque exigido por el sistema. 
 
En cuanto al cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M.), 
la optimización de la producción y la declinación en la vida productiva 
de un pozo, hacen que se requiera de ajustes de esta variable; por lo 
tanto, y al ofrecer el motorreductor una velocidad constante, es 
necesario contar con un sistema que permita variar las R.P.M. de la 
bomba, para realizar esta tarea se utilizan los variadores de 
frecuencia. 
 
Para realizar una correcta selección del motorreductor, es necesario 
determinar con la mayor precisión posible el torque requerido en 
superficie a la máxima velocidad de rotación esperada. Este torque 
depende del tipo de bomba, el diferencial de presión de la misma y el 
roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el 
torque, se selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión 
permita obtener la máxima velocidad de rotación de diseño. 
Seguidamente se verifica que el torque máximo de la caja reductora 
sea mayor a requerido (en 10-20%, o un factor de servicio mayor a 
1,2). 
 
Una cálculo erróneo del torque máximo puede traer como 
consecuencia daños irreparables para el equipo al trabajar con torques 
mayores a los de diseño, por otra parte es importante mencionar que 
en los sistemas de bombeo por cavidades progresivas, a mayor 
velocidad de bombeo mayor es el torque requerido (si se mantiene la 
misma bomba y se logra una mayor tasa de producción), ya que el 
diferencial de presión a vencer por la bomba es mayor; mientras que 
el torque que resiste la caja reductora es constante. 
 
A continuación se presenta a modelo comparativo aplicaciones con 
motovariadores (izquierda) y motorreductor (derecha). Estos diseños 
prevalecen en los pozos instalados con BCP en el occidente del país. 
 
 
 
 
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MOTOVARIADORES
EJE SOLIDO EJE HUECO
MOTO REDUCTOR
CABEZAL DE
 EJE SOLIDO
CABEZAL DE
 EJE HUECO
CABEZAL DE
 EJE SOLIDO
 
 
FIGURA N° 15. Evolución de los equipos de superficie. 
 
6.2.4. Variadores de Frecuencia. 
Estos equipos son utilizados en conjunto con los motorreductores y con 
los equipos de polea-correa en los cuales la velocidad es constante (a 
menos que se cambie la caja reductora o la relación de poleas) para 
brindar la flexibilidad del cambio de velocidad en muy breve tiempo y 
sin recurrir a modificaciones mecánicas en los equipos. 
El Variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el 
motor y la modula electrónicamente produciendo una señal de salida 
con frecuencia y voltaje diferente. Al variar la frecuencia, varia la 
velocidad de rotación ya que ambas son proporcionales, finalmente al 
varia la velocidad de operación, varia la producción. 
 La gran ventaja de estos equipos esta representada por las funciones 
que brinda entre ellas se destacan: 
• Ajuste de velocidad: Este equipos permite variar la velocidad en un 
rango más amplio que los demás sistemas y en un tiempo 
relativamente muy corto. 
 
 
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• Ajuste de arranque yparada: Permiten el ajuste de las rampas de 
arranque y parada reduciendo los picos de corriente y controlando el 
torque en el sistema. 
• Ajuste de torque: Se puede ajustar el torque de arranque para 
permitir arranque seguros, así mismo pueden mantener el torque a 
bajas velocidades. 
• Entradas / Salidas analógicas y digitales: Estos equipos poseen 
puertos para señales analógicas y/o digitales de manera de captar 
alguna variable medida en el pozo o en el cabezal y sobre las cuales 
se tomar decisiones y acciones a nivel del programa interno del 
variador de frecuencia o generar una señal de salida. 
• Facilita la optimización: La mayoría de las acciones de campo 
(supervisión y control) se pueden ejecutar de manera remota. 
• Se reduce la cantidad de equipos montados sobre el cabezal del 
pozo. 
Por otra parte, también existen algunas desventajas entre las que se 
pueden mencionar: 
• Fragilidad de el equipos: Estos equipos continúan mejorándose para 
las exigentes aplicaciones en campo (intemperie, altas 
temperaturas, humedad, polvo, corrosión, etc), por lo tanto algunas 
de las fallas presentadas por los mismos pueden estar asociadas a 
estos factores ambientales. 
• Poca experiencia por parte de los operadores en este tipo de 
tecnología (esto puede superarse con el adiestramiento adecuado). 
 
• Generación de armónicos que se realimentan en la línea de 
suministro del fluido eléctrico y que pueden causar daños en los 
generadores y en las líneas de transmisión. 
 
En los últimos años PDVSA ha trabajado en conjunto con los 
fabricantes / distribuidores de estos equipos de manera de mejorar la 
confiabilidad de los mismos. 
 
Muchos de estos variadores fueron adaptados de otras aplicaciones al 
sistema de bombeo por cavidades progresivas, sin embargo, algunos 
de ellos fueron diseñados desde el comienzo para este trabajo. 
 
Por lo general, casi todos (quizás todos) los equipos tienen en común 
las siguientes protecciones eléctricas: 
 
 
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Sobrecarga (sobrecorriente), subcarga, sobrevoltaje y bajo voltaje. 
Cortocircuito entre fase y fase, fase a neutro, las fases y tierra, en las 
salidas del variador y de las fuentes internas y en las salidas/entradas 
analógicas y digitales. Fallo o pérdida de fase, falla interna. 
Sobretemperatura del motor y/o del variador. Sobretorque por rotor 
del motor bloqueado o atascamiento de los equipos de subsuelo. 
Límites programables de velocidad (mínimo y máximo), limites de 
torque y rearmes automáticos. 
 
Poseen pantallas de cristal líquido (LCD) con iluminación nocturna con 
panel (o consola) desmontable. En estas pantallas se pueden leer las 
siguientes variables de operación: 
 
Frecuencia de salida (Hz), velocidad de la bomba en R.P.M o SPM 
(para aplicaciones de bombeo mecánico), referencia de velocidad en 
RPM o SPM. corriente de salida (Amp), tensión en el bus de corriente 
continua en Voltios, potencia activa en HP o Kw, torque en Nw-mts o 
lbs-pie, tensión a la entrada y a la salida del variador (Voltios). 
Registro y presentación de las últimas fallas; (indicando en algunos 
equipos) fecha y hora de ocurrencia de las mismas, tiempo de servicio 
desde la puesta en operación del variador, temperatura del variador y 
del motor y energía total consumida (Kw acumulados). 
 
Debido a su incapacidad para manejar agentes externos agresivos 
(como los comentados anteriormente), los variadores de frecuencia se 
instalan en gabinetes resistentes y robustos de uso intemperie (Nema 
3R) con lámina calibre 12 M.S.G. (2,5 mm), protegidos con pintura 
epóxica. Por lo general, el gabinete posee doble puerta donde la 
externa esta dotada de cierre en tres puntos (mínimo); goma de 
neopreno en todo el perímetro, bisagras firmemente soldadas y no 
visibles, manilla robusta de uso exterior con previsión para candado y 
protección antivandálica, candado del tipo anticizalla, sistemas de 
ventilación natural y en algunos casos forzada, algunos están dotados 
de sistemas de calefacción, etc. 
 
En síntesis, como equipo electrónico el variador de frecuencia debe de 
protegerse de manera de garantizar su integridad. Algunos variadores 
poseen cerramiento IP55 pero esto eleva significativamente el costo. 
 
A continuación se presentan fotografías de algunos variadores de 
frecuencia utilizados para sistemas BCP. 
 
 
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FIGURA N° 16. Variadores de Frecuencia. 
A continuación se presenta la comparación técnica de los 
accionamientos de superficie discutidos en esta sección. 
 
Sistema “A” basados en el uso de un motovariador y un tablero 
eléctrico (MVM + TE) y el Sistema “B” integrado por un motorreductor 
con un variador de frecuencia (MR + VF). 
 
Sistema “A” MVM + TE Sistema “B” MR + VF 
 
• Mayores costos de 
 mantenimiento. 
• Inventario de poleas y correas 
• Requiere arrancador (alta 
 incidencia de hurtos de 
 componentes). 
• Mayores puntos de falla. 
• Para comunicación remota, 
 requiere de un sistema 
 (hardware) adicional. 
• Arranques y paradas bruscas. 
• Las variables de operación y 
 control deben ser medidas con 
 
• Menores costos (operación y 
 mantenimiento. 
• Mayor vida útil del motor 
 eléctrico 
• No se requiere de arrancador 
• Incluye facilidades de 
 comunicación. 
• Permite arranques y paradas 
 suaves. 
• Las variables de operación y 
 control son mostradas en 
 pantalla. 
• Incluye registro de fallas. 
 
 
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 instrumentos adicionales. 
• Difícil diagnostico de fallas 
 (no incluye histórico de fallas). 
• La rampa de aceleración (o de 
 desaceleración) son manuales y 
 no hay control de las mismas en 
 caso de falla eléctrica 
• Ofrece para un mismo equipo 
 rangos mas amplios para el 
 ajuste de la velocidad 
• Optimiza el consumo de energía 
 (reducción de un 30% o mas). 
• Disminución de niveles de ruido. 
• No puede operar a baja 
 frecuencia (requeriría ventilación 
 Forzada o cambiar relación de la 
 caja reductora) 
•Los equipos mantienen alineación 
 vertical eliminando vibraciones 
 y “pandeo” del cabezal. 
 
TABLA N° 4. Comparación Motovariador Vs. Motorreductor. 
 
6.2.5. Equipos integrados de polea y correa. 
Estos equipos son utilizados principalmente en el Oriente del país el 
fabricante ofrece principalmente cuatro modelos, de equipos de 
impulsión de poleas y correas para los pozos instalados con BCP, 
estos son accionados por motores eléctricos, a gas, o por sistemas 
hidráulicos. 
 
Estos cabezales tienen capacidades desde 5,6 hasta 18 Toneladas de 
carga axial y desde 40 hasta 300 Hp de potencia. La Tabla siguiente 
resume las características principales de estos equipos. 
 
 VH-40HP 5,6T VH-100HP 18T VH-200HP 18T RH-100 18T 
Máxima 
Carga Axial 
(Toneladas) 
5,6 11,6 y 18 18 11 y 18 
Máxima 
Velocidad 
(r.p.m.) 
750 750 750 500 
Tipo 
Lubricación 
Aceite y 
Grasa 
Aceite Aceite Aceite 
Capacidad 
de frenado 
(lb-pie) 
No 
disponible en 
catalogo 
2500 3500 3500 
Potencia 
Máxima 
(Hp) 
20 Hp Motor 
Eléctrico 
40 Hp Motor 
Hidráulico. 
100 Hp con 
motores 
eléctricos o 
hidráulicos. 
200 Hp con 
motores 
eléctricos o 
hidráulicos. 
Hasta 300 
Hp 
combustión 
y eléctrico. 
TABLA N° 5. Equipos Integrados. Especificaciones. 
 
 
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En la Figura N° 17 se muestran estos cabezales. 
 
VH-40HP VH-100HP
VH-200HP RH-100HP 
 
FIGURA N° 17. Equipos Integrados de polea y correas. 
 
 
En Venezuela los mas utilizados son los cabezales VH-100HP, cuyas 
características principales son las siguientes: 
 
El sistema reductor de velocidad es un conjunto de poleas y correas, el 
eje impulsor es de tipo hueco para permitir el paso de una barra pulida 
de 1-1/4” o 1-1/2” (ver Figura N° 18). 
 
El soporte del motor se atornilla a la brida del pozo de manera de 
transmitir el peso de a la misma, se elimina el esfuerzo de tensión en 
la “T” de producción y se evita el riesgo de que se desenrosque el 
cabezal. 
 
El eje impulsor hueco está soportado por tres rodamientos de rodillos 
esféricos de gran capacidad (un rodamiento axial de empuje y dos 
rodamientos radiales). Todos son de autoalineados y lubricados con 
aceite (ver Figura N° 18). 
 
 
 
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EJE HEXAGONAL
GRAPA
EJE HUECO
BARRA
PULIDA
PRENSA
ESTOPAS
CONEXIÓN
API
 1. EJE HUECO
 2. RODAMIENTO RADIAL
 3. RODAMIENTO AXIAL
 4. RODAMIENTO RADIAL
 5. SELLO SUPERIOR
 6. SELLO INFERIOR
 7. MANGUITO SUPERIOR
 8. MANGUITO INFERIOR
 9. ANILLO RETENEDOR
10. PIÑON 
 
FIGURA N° 18. Cabezal VH-100HP detalles de los 
 rodamientos y componentes externos. 
 
Rodamientos del cabezal. Los dos rodamientos inferiores, el axial y el 
radial, están ubicados en el cárter del cabezal en un baño de aceite 
lubricante. 
 
La vida útil (L10) de los rodamientos es el tiempo esperado para que 
exista un 10% de probabilidad de falla del rodamiento. Por lo tanto, 
se trata de una noción estadística. La vida útil se expresa en horas con 
la fórmula siguiente: 
L10 = C x 1000000 
 P 60 n 
Donde: 
C = Carga axial máxima del rodamiento, indicado por el fabricante. 
P = Carga axial del rodamiento para el trabajo considerado. 
n = velocidad de rotación para este trabajo. 
 
Freno de retroceso. En la zona inferior del cárter, y externa a él, se 
encuentra montada una bomba hidráulica accionada por el eje de 
impulsión a través de engranajes. Cuando el cabezal está operativo 
esta bomba provee el aceite necesario para la lubricación del 
rodamiento radial superior. En una situación de giro inverso (debido a 
 
 
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un corte de energía eléctrica, por ejemplo) la misma provee la presión 
requerida para accionar el freno de retroceso. 
 
La rotación inversa está controlada por esta bomba y por un freno de 
disco (ver Figura N° 19). El freno de retroceso es un disco integral, 
automático y de manejo hidráulico. Está montado en el eje impulsor y 
tiene la capacidad para manejar conjuntos de alta potencias con 
bombas de gran tamaño. La amplia superficie del disco asegura una 
dispersión adecuada del calor, aún en el caso de frenado prolongado. 
 
El freno funciona automáticamente tan pronto se inicia la contra- 
rotación. La velocidad de contra-rotación se ajusta por medio de un 
botón en el circuito hidráulico. 
DISCO Y ZAPATAS
DE FRENADO
SISTEMA
HIDRAULICO
 
FIGURA N° 19. Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de 
 frenado. 
 
Prensa-estopas. Finalmente, el cabezal cuenta con una caja de prensa-
estopas cuya función es la de aislar el cabezal de los fluidos del pozo, 
en él gira la barra pulida. Contiene un juego de siete empaquetaduras 
mecánicas (cabulina) preformadas hechas de aramida, teflón o gráfito. 
Esta combinación resistente a los fluidos abrasivos, optimiza la vida del 
sello. Un anillo de ajuste sobre las empaquetaduras ciñe estas a la 
barra pulida y por lo tanto se utiliza para reducir las fugas por el 
prensa-estopas. Las posibles fugas son drenadas por una manguera 
 
 
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hasta un envase. Detalle por favor la estructura del prensa-estopas en 
la Figura N° 20. 
 
 1. CUERPO
 2. TAPA
 3. ANILLO DE EMPUJE
 4. ANILLO LINTERNA
 5. ARAMIDA
 6. GRAFITO
 7. ARAMIDA
 8. SELLO
 9. ORIFICIO DE ENGRASE
 
FIGURA N° 20. Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas. 
 
Entre las ventajas de este sistema se pueden mencionar las siguientes 
• El mecanismo antirotación libera el torque de una manera 
controlada lo cual es mas seguro que mantener los equipos de 
subsuelo sometidos a este esfuerzo. 
• Al ser de eje hueco, se puede sacar el rotor de la bomba para 
circular / limpiar el pozo o corregir el espaciamiento si se requiere. 
• Con un variador de frecuencia se obtienen las ventajas asociadas a 
este equipo abarcando un amplio rango de velocidades sin exponer 
en motor a operar a baja velocidad (no se requiere ventilación 
forzada). 
 
En su contra tiene como desventaja la necesidad de disponer de un 
inventario de poleas, correas y accesorios. 
 
 
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7. Características operativas de las BCP. 
 
Las características principales de las bombas de cavidades 
progresivas son su caudal (desplazamiento volumétrico) y su altura 
de descarga (head). 
 
Caudal o desplazamiento. Es el volumen de fluido que la bomba 
puede desplazar en determinado lapso de tiempo. Para estos equipos 
se expresa generalmente en unidades de barriles de fluido por día o 
metros cúbicos por día a determinadas condiciones de velocidad 
(r.p.m.) y head. 
 
La mayoría de los fabricantes refieren las capacidades de sus 
bombas en b/d (o m3/d) a 500 r.p.m. y 0 head; algunos otros, 
refieren la capacidad de sus equipos a 100 r.p.m. y 0 head. 
 
En forma unitaria, el desplazamiento es el volumen generado por la 
bomba a cero altura por una revolución completa del rotor. 
 
Uno de los criterios es que por una vuelta de rotor el fluido avanza 
una distancia igual al paso de la bomba o lo que es lo mismo, la 
longitud de una cavidad (la definición del paso de la bomba, varia de 
un fabricante a otro). 
 
El eje del estator y del Rotor, no son concéntricos; las distancia 
perpendicular entre ambos ejes paralelos (una vez que el rotor se 
encuentre dentro del estator) se conoce como excentricidad de la 
bomba. La Figura N° 21 muestra este concepto. 
 
Considerando que el área del fluido en una sección de la bomba es 
igual a 4DE (4 veces el diámetro por la excentricidad), el volumen de 
una cavidad sería 4DEP (el área de la sección por el paso de la 
bomba). 
 
Ejemplo, para una bomba de 3,5 cms de diámetro, 0,8 cms de 
excentricidad y un paso de 30 cms, el volumen por una revolución 
sería 4(3,5)(0.8)(30) = 336 cms3, es decir, 2.113 x 10-6 bls. 
 
 
 
 
 
 
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Programa de Adiestramiento 2003 
 
La Figura N° 21. Geometría del Estator y del Rotor. 
 
 
A cero altura (0 head) el desplazamiento es directamente 
proporcional a la velocidad, por tanto, para una velocidad de 100 rpm 
el desplazamiento (en m3/dia) sería: 
 
Q = 336 x 10-6 m3 x 100 rpm x 1440 = 48,4 m3/dia. 
 
(nota: la constante 1440 corresponde a un factor de conversión de 
unidades). 
 
 
 
 
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